اثر شوری و نوع نمک بر زمان ادغام قطرات نفت در روش ازدیاد برداشت با آب کم‌شور

مکانیزم‌های دخیل در ازدیاد برداشت با آب کم شور به دو دسته کلی سیال-سیال و سنگ-سیال تقسیم‌بندی می‌شوند. از این میان، برهم‌کنش‌های سیال-سیال کمتر در مقالات مورد بررسی قرار گرفته اند. یکی از اثرات این برهم‌کنش‌ها حفظ و یا افزایش پیوستگی فاز نفت است که موجب بالارفتن تراوایی نسبی فاز نفت و تولید بهتر آن از مخزن می‌گردد. در این پژوهش برای فهم عمیق‌تر این اثرات و مقیاس زمانی اثر آنها، پدیده به‌هم‌آمیختگی دو قطره نفت در مجاورت شورآب بررسی شده است. برای مطالعه این پدیده دستگاه و روش جدید آزمایشگاهی توسعه داده شد. طبق این روش ابتدا دو قطره نفت (یکی از بالا و یکی از پایین) در مجاورت شورآب مورد نظر به‌حالت تعلیق درآمده و پس از پیرسازی، به‌هم نزدیک شده و در تماس با یکدیگر قرار می‌گیرند. پس از تماس مدتی طول می‌کشد تا قطرات ادغام شوند که به‌عنوان زمان ادغام ثبت می شود. براساس نتایج به‌دست آمده، مدت زمان به‌هم‌آمیختگی دو قطره نفت با افزایش زمان پیرسازی افزایش می‌یابد و پس از min 15 تقریبا ثابت می‌ماند. همچنین زمان ادغام دو قطره نفت رفتاری غیریکنوا با شوری از خود نشان می‌دهد و در یک شوری میانی به حداکثر میزان خود می‌رسد. حداکثر زمان ادغام در قدرت یونی کمتری در شورآب‌های شامل نمک‌های دو ظرفیتی مانند کلسیم، منیزیم و سولفات نسبت به نمک‌های تک ظرفیتی می‌رسد که این مقادیر برای شورآب‌های سدیم کلرید، منیزیم کلرید، کلسیم کلرید و سولفات سدیم به‌ترتیب در غلظت‌های 0.5، 0.05، 0.05، 0.01 مولار می‌باشند. نتایج این مطالعه پیش‌بینی می‌کند که مقدار بهینه شوری برای اثرات سیال-سیال در تزریق آب کم شور در افزایش برداشت نفت وجود خواهد داشت که نیازمند انجام تست‌های سیلاب‌زنی برای تایید می‌باشد.

the effect of salinity and salt type on the coalescence time of oil droplets in low-salinity enhanced oil recovery

the mechanisms that enhance oil recovery through low-salinity waterflooding can be categorized into two main groups: fluid-fluid interactions and rock-fluid interactions. fluid-fluid interactions have been less explored in the existing literature. one significant effect of these interactions is the maintenance or increase of oil phase connectivity, which boosts the relative permeability and production rate of oil from the reservoir. this research aims to deepen the understanding of these effects and their time scales by examining the coalescence of two adjacent oil droplets in presence of saline water. a novel device and method were developed in this study. in this method, two oil droplets (one hanging from the top and one from the bottom) are placed near the desired brine. after an aging period, they are brought together to initiate contact. the time it takes for the droplets to merge, known as the “coalescence time,” is recorded. the results show that coalescence time increases with aging time, however starts to stabilize after about 15 minutes. additionally, the coalescence time of two oil droplets exhibits a nonmonotonic relationship with salinity, peaking at an intermediate salinity level. the maximum coalescence time occurs at lower ionic strengths in brines with divalent salts like calcium, magnesium, and sulfate compared to monovalent salts. the specific values for sodium chloride, magnesium chloride, calcium chloride, and sodium sulfate brines are 0.5, 0.05, 0.05, and 0.01 m, respectively. ultimatly, this study indicates that there is an optimal salinity for the fluid-fluid effects in low-salinity waterflooding, and understanding these effects on oil recovery necessitates further waterflooding experiments.